Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: при разработке месторождений с высокопарафинистой и высоковязкой нефтями. Обеспечивает снижение теплопотерь, связанных с оттоком тепла от закачиваемой воды, и создание условий, препятствующих размораживанию мерзлых пород. Сущность изобретения: при вскрытии зоны многолетнемерзлых пород в нагнетательные скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ). Устанавливают пакер в затрубье и блокируют зону многолетнемерзлых пород (ММП). Ниже пакера в затрубье устанавливают пакер внутри НКТ. Ближе к забою устанавливают отсечный пакер в затрубье. Через нагнетательные скважины закачивают воду. Ее подогревают за счет теплообмена с горными породами. Закачку воды в части ствола, вскрывающего зону многолетнемерзлых пород с пониженными и отрицательными температурами, ведут по НКТ. В части ствола, вскрывающего горные породы с температурой, равной температуре воды на устье и выше, закачку воды ведут через заколонное пространство НКТ. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2118451
Класс(ы) патента: E21B43/24
Номер заявки: 96124586/03
Дата подачи заявки: 30.12.1996
Дата публикации: 27.08.1998
Заявитель(и): Открытое акционерное общество научно-техническая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" (RU)
Автор(ы): Жданов С.А.(RU); Сафронов С.В.(RU); Зайцев С.И.(RU); Шаевский О.Ю.(RU); Заничковский Ф.М.(RU); Жаггазиев Жаксалык Смагулович (KZ); Герштанский Олег Сергеевич (KZ); Киинов Ляззат Кетебаевич (KZ); Кулсариев Колганат Уринович (KZ); Абмаев В.С.(RU); Муллаев Б.Т.-С.(RU)
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество научно-техническая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" (RU)
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с высокопарафинистой и высоковязкой нефтями.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды с одновременным нагревом воды глубинным теплом Земли в нагревательных скважинах и отбор нефти через добывающие скважины [1].
Недостатком способа является то, что для получения на забое нагнетательной скважины заданной температуры приходится значительно увеличить длину и измерять угол наклона нагнетательной скважины по сравнению с вертикальной. Это приводит к увеличению стоимости скважины, а следовательно, к увеличению себестоимости добываемой нефти.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежи парафинистой нефти, включающий технологическую выдержку воды в нагнетательной скважине до достижения заданной температуры с последующей ее закачкой в призабойную зону пласта и отбор нефти через добывающие скважины [2].
Недостаток известного способа состоит в том, что на участке скважины, приходящемся на зону многолетних мерзлых пород, а также горных пород с собственной температурой, меньшей устьевой температуры закачиваемой воды, вместо нагрева вначале происходит охлаждение воды в нагнетательной скважине.
Цель изобретения - снижение теплопотерь, связанных с оттоком тепла от закачиваемой воды, и создание условий, препятствующих размораживанию мерзлых пород.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки залежи парафинистой нефти, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины воды, подогреваемой за счет теплообмена с горными породами, при вскрытии зоны многолетнемерзлых пород (ММП) в нагнетательные скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ), устанавливают пакер в затрубье, блокирующий зону ММП, ниже пакера в затрубье устанавливают пакер внутри НКТ и ближе к забою устанавливают отсечной пакер в затрубье, а закачку воды в части ствола, вскрывающего зону ММП с пониженными и отрицательными температурами, ведут по НКТ, а в части ствола, вскрывающего горные породы с температурой, равной температуре воды на устье и выше, - через заколонное пространство НКТ.
Закачку воды могут вести непрерывно, регулируя производительность по установленному допустимому нижнему пределу достигаемой температуры нагрева.
Для разработки залежей нефтей, насыщенных парафином, по предлагаемому способу выбирают сетку добывающих и нагнетательных скважин. Определяют температуру пласта, температуру насыщения нефтей парафином (температуру выпадения парафина). По разрезу скважины определяют профиль температур по глубине. В этом разрезе выделяют участки скважины с пониженными температурами, меньшими, чем температура закачиваемой воды на устье скважины, и зоны ММП с минусовыми температурами.
При вскрытии зоны ММП в нагнетательные скважины спускают НКТ с пакером в затрубье, блокирующим зоне ММП, ниже его - с пакером внутри НКТ и ближе к забою - с отсечным пакером в затрубье.
Закачиваемая в скважину ненагретая на поверхности вода, до поступления ее в пласт, должна нагреваться в результате теплообмена с окружающими скважину горными породами до температуры, не меньшей температуры насыщения нефти парафином. Только в этих условиях возможна рациональная разработка залежи с парафинистой нефтью. В связи с этим закачку воды в части ствола, вскрывающего зону ММП с пониженными и отрицательными температурами, ведут по НКТ, а в части ствола, вскрывающего горные породы с температурой, равной температуре воды на устье и выше, - через заколонное пространство НКТ.
Степень нагрева воды, заполняющей скважину, зависит от профиля температур по глубине, теплофизических свойств горных пород и температуры воды на устье скважины. В зоне мерзлых пород должно происходить вместо нагрева воды ее охлаждение. В этой зоне происходит отток тепла, приводящий, кроме теплопотерь воды, к оттаиванию мерзлых пород, к потере устойчивости скважины и возможному ее разрушению. Техническим приемом, используемым в изобретении, предлагается устранить отрицательное влияние зоны ММП посредством того, что на участке скважины, где вода может потерять тепло, воду закачивают от устья в НКТ с обходом участка горных пород с пониженными и минусовыми температурами, а затем в затрубье, и далее по заполнению скважины дают технологическую выдержку для нагрева воды от окружающих горных пород до заданной температуры, после чего ведут закачку нагретой воды в пласт. Последующий этап скважины повторяет предыдущий.
Технический прием, применяемый в предлагаемом способе, ограничивает теплообмен с окружающими горными породами и значительно ослабляет отрицательное влияние пониженных и минусовых температур.
Если по опытным данным нагрев воды за время заполнения скважины является достаточным, то скважину для нагрева не отключают и переходят на непрерывный переток, т. е. нижний перепускной клапан постоянно открыт. Повышают расход воды в нагнетательной скважине до предельного значения, пока температура нагрева воды не станет равной температуре насыщения нефти парафином.
Полученный результат реализуют как дополнительный способ разработки, согласно которому воду в скважину закачивают непрерывно, наблюдают за температурой закачиваемой воды на забое, начиная с малых расходов и постепенного их повышения до такого предела, когда температура воды на забое не достигнет предельно допустимого значения, определяемого условиями разработки.
На чертеже приведена схема реализации способа. В обсадную колонну нагнетательной скважины 1 спускают НКТ 2, которые соединены с системой подачи нагретой воды в скважину 3. В НКТ 2 на глубине скважины ниже зоны ММП 4 устанавливают верхний клапан 5, перепускающий воду из НКТ 2 в затрубье 6. В самом затрубье 6 устанавливают пакер 7, блокирующий зону ММП 4 и ниже его в НКТ 2 - пакер 8. Ближе к забою устанавливают другой перепускной клапан 9 для перепуска воды из затрубья 6 снова в НКТ 2 и ниже его в затрубье 6 устанавливают отсечной пакер 10. Нагрев воды в затрубье от горных пород 11 контролируют термометром 12.
Способ реализуют следующим образом. Ведут закачку воды на устье из системы 3, которая по НКТ 2 доходит до ограниченного пакера 8 и через клапан 5 перетекает в затрубье 6, заполняя его до пакера 10. При этом исключается попадание воды в верхнюю часть затрубья 6 из-за его блокирования пакером 7, где бы вода могла контактировать с зоной ММП 4.
В этом положении происходит нагрев воды в затрубье 6 на участке между пакерами 7 и 10 в результате контакта с окружающими горными породами 11, имеющими повышенную естественную температуру, начиная от температуры воды на устье и выше, увеличивающуюся по глубине согласно геотермальному градиенту Земли.
Напротив зоны минусовых и пониженных температур исключают прямой контакт нагнетаемой воды с ММП 4 посредством затрубного пакера 7, поскольку вода защищена от теплообмена стенками НКТ 2 и обсадной колонной, что препятствует ее охлаждению, образованию ледяных пробок и размораживанию ММП.
При этом не происходит нарушения состояния ММП 4, приводящего к их частичному расплавлению с потерей устойчивости обсадной колонны 1 и последующему ее смятию или разрушению при повторном замерзании горных пород.
В процессе нагрева вода в пласт не поступает до достижения заданной температуры, т.е. нижний клапан 10 закрыт.
Задают верхний и нижний пределы заданной температуры, ориентируясь на величину температуры насыщения нефти парафином Тнас, oC таким образом, чтобы при перемешивании воды при поступлении в пласт средняя температура воды составляла Тнас. Причем верхний предел заданной температуры несколько превышает Тнас, а нижний предел несколько меньше Тнас.
После достижения в процессе нагрева верхнего предела заданной температуры, определяемой по термометру 12, клапан 9 открывают и ведут закачку нагретой воды из затрубья 6 снова в НКТ 2 и далее в пласт, и ведут закачку воды в забой до тех пор, пока подходящая к клапану 9 вода не достигнет нижнего температурного предела.
Пример 1. Харьягинское месторождение расположено в Архангельской области и имеет участки с зонами ММП. Продуктивный пласт расположен на глубине 2800 м. Температура пласта равна 80oC, температура насыщения нефти парафином равна 71oC. Исходя из этого определяют верхний предел заданной температуры равным 74oC, а нижний предел - равный 68oC. При этом средняя температура нагретой воды равна 71oC - температуре насыщения нефти парафином.
В пробуренной скважине, предназначенной под нагнетание, замеряют профиль температур по глубине. По нему определяют зону ММП. В данном случае она составила интервал 100-630 м. Температура воды на устье скважины равна 5oC. С учетом пониженных температур, т.е. температур меньших, чем устьевая температура воды, интервал увеличивается до размеров 80-650 м. При вскрытии зоны многолетнемерзлых пород (ММП) в нагнетательные скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером в затрубье, блокирующим зону ММП ниже его с пакером внутри НКТ и ближе к забою - с отсечным пакером в затрубье.
Из практических соображений ведут закачку воды в НКТ сразу на устье и перепускают в заколонное пространство на глубине 650 и более метров. Это определяет местоположение верхнего перепускного клапана 5, а нижний клапан 9 должен быть установлен вблизи конца НКТ.
Спускают в ствол нагнетательной скважины НКТ 2 с двумя клапанами, верхний 5 - на глубине 650 м и нижний 9 - на конце трубок.
Скважину пакеруют пакерами, указанными на чертеже - внутри НКТ 2 - пакер 8 и в затрубье 6 - пакеры 7 и 10. Из практических соображений ведут закачку воды в НКТ сразу на устье и перепускают в заколонное пространство на глубине 650 и более метров. Это определяет местоположение клапана 5, а нижний клапан 9 должен быть установлен вблизи конца НКТ.
В НКТ 2 производят закачку ненагретой воды из системы 3. Закачиваемая вода протекает вначале по НКТ 2, где она минует зону ММП 4.
Затем она перетекает в затрубье 6 через верхний пакер 5 и заполняет его при закрытом нижнем клапане 9 до пакера 10. При этом попадание воды в затрубье 6 напротив зоны ММП 4 не происходит, поскольку этот участок скважины блокирован пакером.
После заполнения водой скважину останавливают на технологическую выдержку для нагрева воды от окружающих горных пород 11. За нагревом наблюдают по показаниям термометра 12, установленного напротив клапана 9, обеспечивающего переток воды из затрубья 6 в пласт.
Технологическую выдержку продолжают до тех пор, пока температура воды не достигнет верхнего предела 74oC. Продолжительность нагрева воды при первом заполнении скважины составила 6 ч. После этого открыли нижний клапан 9 и ведут закачку воды в пласт до тех пор, пока температура закачиваемой воды, фиксируемой термометром 12, не достигла нижнего предела, равного 68oC, причем объем закачки составил 10 м3.
После этого нижний клапан 9 закрыли и перешли ко второму этапу закачки - дозаполнению скважины водой, технологической выдержке для ее нагрева до температуры 74oC. При этом новая порция нагреваемой воды вблизи забоя уже прошла предварительный нагрев в скважине на предыдущем этапе. В результате этого продолжительность технологического нагрева на последующих этапах уменьшилась и не превысила 1 ч, что обеспечило суточную приемистость скважины, равной
24 ч · 10 м3 = 240 м3/сут.
Пример 2. Выполняют как пример 1.
Скважину заполняют ненагретой водой аналогично тому, как описано в примере 1, и осуществляют нагрев от окружающих горных пород в процессе технологической выдержки скважины. После нагрева до заданной температуры 74oC ведут закачку воды в пласт через нижний отсечной клапан, ожидая понижения температуры воды до величины 68oC. Однако такого понижения температуры воды не достигается. Происходящий нагрев воды за время движения в затрубном пространстве от верхнего клапана 5 до забоя оказался столь эффективным, что температура вблизи нижнего клапана 9 не уменьшается. Поэтому процесс закачки воды становится непрерывным. В этих условиях уровень нагрева получается несколько излишним, превышающим температуру насыщения нефти парафином 71oC на три градуса, что создает возможность для увеличения расхода закачиваемой воды в скважину. Постепенно увеличивают расход воды до понижения температуры нагрева 71oC. При этом приемистость нагнетательной скважины увеличилась на 7%.
Предлагаемый способ обеспечивает возможность более эффективного использования внутренней тепловой энергии окружающих горных пород вследствие исключения отрицательно влияющих на нагрев воды зон ММП.
Способ обеспечивает сохранение экологии литосферы тем, что препятствует размораживанию породы вблизи скважины.
Кроме того, применение способа устраняет необходимость нагревания воды на поверхности и строительства для этого печей, что предотвращает выпуск CO2, дымов и других вредных веществ в атмосферу.
Способ имеет технологическое преимущество в том, что он обеспечивает более быстрый нагрев воды в нагнетательной скважине на 5% и ускоряет процесс разработки, чем создаются условия повышения текущей нефтеотдачи пласта.
Источники информации
1. Обзор: Разработка нефтяных месторождений наклонно-нагнетательными скважинами. - М.: Недра, 1974, с.80.
2. Патент РФ N2038468, кл. E 21 B 43/24, 1995. (прототип).
Формула изобретения: \ \ \ 1 1. Способ разработки залежи парафинистой нефти, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины воды, подогреваемой за счет теплообмена с горными породами, отличающийся тем, что при вскрытии зоны многолетнемерзлых пород в нагнетательные скважины спускают насосно-компрессорные трубы, устанавливают пакер в затрубье, блокирующий зону многолетнемерзлых пород, ниже пакера в затрубье устанавливают пакер внутри насосно-компрессорных труб и ближе к забою устанавливают отсечной пакер в затрубье, а закачку воды в части ствола, вскрывающего зону многолетнемерзлых пород с пониженными и отрицательными температурами, ведут по насосно-компрессорным трубам, а в части ствола, вскрывающего горные породы с температурой, равной температуре воды на устье и выше, - через заколонное пространство насосно-компрессорных труб. \\\2 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку воды ведут непрерывно, регулируя производительность по установленному допустимому нижнему пределу достигаемой температуры нагрева.